RU2014148748A - EXPLOSIVE COUPLING AND POSITIVE INDICATION OF OPENING OF THE HYDRAULIC FRACTURE COUPLING - Google Patents

EXPLOSIVE COUPLING AND POSITIVE INDICATION OF OPENING OF THE HYDRAULIC FRACTURE COUPLING Download PDF

Info

Publication number
RU2014148748A
RU2014148748A RU2014148748A RU2014148748A RU2014148748A RU 2014148748 A RU2014148748 A RU 2014148748A RU 2014148748 A RU2014148748 A RU 2014148748A RU 2014148748 A RU2014148748 A RU 2014148748A RU 2014148748 A RU2014148748 A RU 2014148748A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
tool
downhole tool
liner
fluid
Prior art date
Application number
RU2014148748A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2611083C2 (en
Inventor
Джон ТАФ
Джастин П. ВИНСОН
Эрик М. БЛЭНТОН
Рэймонд ШЭФФЕР
Люк В. РИЧИ
Original Assignee
Везерфорд/Лэм, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority to US201361911614P priority Critical
Priority to US61/911,614 priority
Application filed by Везерфорд/Лэм, Инк. filed Critical Везерфорд/Лэм, Инк.
Publication of RU2014148748A publication Critical patent/RU2014148748A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2611083C2 publication Critical patent/RU2611083C2/en

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/063Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures

Abstract

1. Скважинный инструмент, содержащий:корпус, образующий внутреннее отверстие и образующий по меньшей мере одно выпускное отверстие, сообщающее внутреннее отверстие с наружной частью корпуса;вкладыш, размещенный во внутреннем отверстии и выполненный с возможностью перемещения по меньшей мере из закрытого положения в открытое положение относительно упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия; иразрывной пояс, размещенный на наружной части корпуса в месте расположения упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия, причем разрывной пояс отрывается от корпуса под действием первого уровня давления, передаваемого через упомянутое по меньшей мере одно выпускное отверстие, когда вкладыш находится в открытом положении.2. Инструмент по п. 1, в котором вкладыш содержит седло, зацепляющее пробку, сброшенную в него, причем вкладыш перемещается из закрытого положения в открытое положение под действием давления текучей среды, прилагаемого к сброшенной пробке, зацепленной с седлом.3. Инструмент по п. 2, в котором средство временного крепления удерживает вкладыш в закрытом положении и освобождает вкладыш для перемещения в открытое положение под действием второго уровня давления.4. Инструмент по п. 3, в котором второй уровень давления меньше, чем первый уровень давления.5. Инструмент по п. 3, в котором второй уровень давления составляет приблизительно от 1000 до 4000 фунт/дюйм(от 6,895 до 27,58 МПа).6. Инструмент по п. 3, в котором первый уровень давления составляет приблизительно от 1500 до 4300 фунт/дюйм(от 10,34 до 29,65 МПа).7. Инструмент по п. 3, в котором первый и второй уровни давления обеспечивают соответственно первую и вторую индикации на поверхности, указывающие н1. A downhole tool comprising: a housing defining an inner hole and forming at least one outlet opening communicating an inner hole with an outer portion of a housing; an insert disposed in the inner hole and configured to move from at least a closed position to an open position relative to said at least one outlet; a bursting belt located on the outer part of the housing at the location of the at least one outlet, wherein the bursting belt is detached from the body by the first pressure level transmitted through the at least one outlet when the liner is in the open position. 2. The tool of claim 1, wherein the liner comprises a saddle engaging a plug discharged therein, wherein the liner moves from a closed position to an open position under the influence of fluid pressure applied to the discharged plug engaged with the saddle. The tool of claim 2, wherein the temporary holding means holds the liner in the closed position and releases the liner to move to the open position under the action of the second pressure level. The tool of claim 3, wherein the second pressure level is less than the first pressure level. The tool of claim 3, wherein the second pressure level is from about 1000 to 4000 psi (from 6.895 to 27.58 MPa). The tool of claim 3, wherein the first pressure level is from about 1,500 to 4,300 psi (10.34 to 29.65 MPa). The tool of claim 3, wherein the first and second pressure levels provide, respectively, first and second surface indications indicating

Claims (20)

1. Скважинный инструмент, содержащий: 1. Downhole tool containing:
корпус, образующий внутреннее отверстие и образующий по меньшей мере одно выпускное отверстие, сообщающее внутреннее отверстие с наружной частью корпуса; a housing forming an inner hole and forming at least one outlet opening communicating the inner hole with the outer portion of the housing;
вкладыш, размещенный во внутреннем отверстии и выполненный с возможностью перемещения по меньшей мере из закрытого положения в открытое положение относительно упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия; иa liner placed in the inner hole and configured to move from at least a closed position to an open position relative to said at least one outlet; and
разрывной пояс, размещенный на наружной части корпуса в месте расположения упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия, причем разрывной пояс отрывается от корпуса под действием первого уровня давления, передаваемого через упомянутое по меньшей мере одно выпускное отверстие, когда вкладыш находится в открытом положении.a tearing belt located on the outer part of the housing at the location of the at least one outlet, and the tearing belt is detached from the housing by the first pressure level transmitted through the at least one outlet when the liner is in the open position.
2. Инструмент по п. 1, в котором вкладыш содержит седло, зацепляющее пробку, сброшенную в него, причем вкладыш перемещается из закрытого положения в открытое положение под действием давления текучей среды, прилагаемого к сброшенной пробке, зацепленной с седлом.2. The tool of claim 1, wherein the liner comprises a saddle engaging a plug discharged therein, the liner being moved from a closed position to an open position under the influence of fluid pressure applied to the discharged plug engaged with the saddle.
3. Инструмент по п. 2, в котором средство временного крепления удерживает вкладыш в закрытом положении и освобождает вкладыш для перемещения в открытое положение под действием второго уровня давления.3. The tool of claim 2, wherein the temporary holding means holds the liner in the closed position and releases the liner to move to the open position under the action of the second pressure level.
4. Инструмент по п. 3, в котором второй уровень давления меньше, чем первый уровень давления. 4. The tool of claim 3, wherein the second pressure level is less than the first pressure level.
5. Инструмент по п. 3, в котором второй уровень давления составляет приблизительно от 1000 до 4000 фунт/дюйм 2 (от 6,895 до 27,58 МПа). 5. The tool of claim. 3, wherein the second pressure level is about 1000 to 4000 lb / in2 (from 6.895 to 27.58 MPa).
6. Инструмент по п. 3, в котором первый уровень давления составляет приблизительно от 1500 до 4300 фунт/дюйм2 (от 10,34 до 29,65 МПа).6. A tool according to claim. 3, wherein the first pressure level is about 1500 to 4300 lb / in2 (from 10.34 to 29.65 MPa).
7. Инструмент по п. 3, в котором первый и второй уровни давления обеспечивают соответственно первую и вторую индикации на поверхности, указывающие на перемещение вкладыша в открытое положение.7. The tool according to claim 3, in which the first and second pressure levels provide respectively the first and second indications on the surface, indicating the movement of the liner in the open position.
8. Инструмент по п. 1, в котором корпус содержит уплотнительные средства, размещенные вокруг корпуса и уплотняющие упомянутое по меньшей мере одно выпускное отверстие относительно внутренней поверхности разрывного пояса. 8. The tool of claim 1, wherein the housing comprises sealing means located around the housing and sealing said at least one outlet opening with respect to an inner surface of the tearing belt.
9. Инструмент по п. 1, в котором разрывной пояс образован из чугуна. 9. The tool according to claim 1, in which the tensile belt is formed of cast iron.
10. Инструмент по п. 1, в котором разрывной пояс образует по меньшей мере одно углубление на наружной поверхности разрывного пояса. 10. The tool according to claim 1, in which the tearing belt forms at least one recess on the outer surface of the tearing belt.
11. Инструмент по п. 10, в котором упомянутое по меньшей мере одно углубление образовано от одного конца до другого конца вдоль оси разрывного пояса. 11. The tool of claim 10, wherein said at least one recess is formed from one end to the other end along the axis of the tensile belt.
12. Инструмент по п. 1, в котором корпус содержит первый и второй компоненты корпуса, соединенные вместе конец в конец, причем разрывной пояс надевается по меньшей мере частично на один из концов одного из компонентов корпуса.12. The tool according to claim 1, in which the housing contains the first and second components of the housing, connected together end to end, and the tensile belt is worn at least partially on one of the ends of one of the components of the housing.
13. Способ открытия скважинного инструмента, включающий в себя: 13. A method of opening a downhole tool, including:
приложение первого давления текучей среды в скважине к скважинному инструменту; applying a first pressure of the fluid in the well to the downhole tool;
получение первой реакции на давление, указывающей на открытие скважинного инструмента под действием первого приложенного давления текучей среды; obtaining a first pressure response indicative of the opening of the downhole tool by the first applied fluid pressure;
приложение второго давления текучей среды в скважине к скважинному инструменту после первой реакции на давление; и applying a second pressure of the fluid in the well to the downhole tool after a first pressure reaction; and
получение второй реакции на давление, указывающей на открытие скважинного инструмента под действием второго приложенного давления текучей среды.obtaining a second reaction to pressure, indicating the opening of the downhole tool under the action of the second applied fluid pressure.
14. Способ по п. 13, в котором приложение первого давления текучей среды в скважине к скважинному инструменту включает в себя открытие вкладыша в скважинном инструменте первым приложенным давлением текучей среды.14. The method of claim 13, wherein applying the first fluid pressure in the well to the downhole tool includes opening a liner in the downhole tool with a first applied fluid pressure.
15. Способ по п. 14, в котором получение первой реакции на давление, указывающей на открытие скважинного инструмента под действием первого приложенного давления текучей среды, включает в себя открепление вкладыша для перемещения в скважинном 15. The method according to p. 14, in which the first response to pressure, indicating the opening of the downhole tool under the first applied pressure of the fluid, includes detaching the liner to move in the downhole
инструменте под действием первого уровня давления первого приложенного давления текучей среды. the instrument under the influence of the first pressure level of the first applied fluid pressure.
16. Способ по п. 13, включающий в себя в начале сбрасывание пробки в скважину до седла во вкладыше скважинного инструмента. 16. The method according to p. 13, including at the beginning of dropping the plug into the well to the saddle in the liner of the downhole tool.
17. Способ по п. 16, в котором приложение первого давления текучей среды в скважине к скважинному инструменту включает в себя приложение первого давления текучей среды к сброшенной пробке, зацепленной с седлом во вкладыше в скважинном инструменте.17. The method of claim 16, wherein applying the first pressure of the fluid in the well to the downhole tool includes applying a first pressure of the fluid to the discharged plug engaged with the seat in the liner in the downhole tool.
18. Способ по п. 17, в котором приложение второго давления текучей среды в скважине к скважинному инструменту после первой реакции на давление включает в себя отклонение второго давления текучей среды от выпускного отверстия в скважинном инструменте и приложение отклоненного давления текучей среды к разрывному поясу, размещенному на наружной части скважинного инструмента.18. The method of claim 17, wherein applying a second fluid pressure to the downhole tool after the first pressure response includes deviating a second fluid pressure from an outlet in the downhole tool and applying a deflected fluid pressure to the fracture belt located on the outside of the downhole tool.
19. Способ по п. 18, в котором приложение отклоненного давления текучей среды к разрывному поясу, размещенному на наружной части скважинного инструмента, включает в себя приложение отклоненного давления текучей среды к разрывному поясу, размещенному с уплотнением относительно выпускного отверстия скважинного инструмента.19. The method according to p. 18, in which the application of the deviated fluid pressure to the fracture belt located on the outer part of the downhole tool, includes the application of the deviated fluid pressure to the fracture belt placed with a seal relative to the outlet of the downhole tool.
20. Способ по п. 18, в котором получение второй реакции на давление, указывающей на открытие скважинного инструмента под действием второго приложенного давления текучей среды, включает в себя отрыв разрывного пояса от скважинного инструмента под действием второго уровня давления второго приложенного давления текучей среды. 20. The method according to p. 18, in which the receipt of the second reaction to the pressure, indicating the opening of the downhole tool under the action of the second applied fluid pressure, includes tearing the fracture belt from the downhole tool under the second pressure level of the second applied fluid pressure.
RU2014148748A 2013-12-04 2014-12-03 Rupturing coupling and positive indication of coupling opening for hydraulic fracturing RU2611083C2 (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361911614P true 2013-12-04 2013-12-04
US61/911,614 2013-12-04

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014148748A true RU2014148748A (en) 2016-06-20
RU2611083C2 RU2611083C2 (en) 2017-02-21

Family

ID=52015924

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014148748A RU2611083C2 (en) 2013-12-04 2014-12-03 Rupturing coupling and positive indication of coupling opening for hydraulic fracturing

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9885224B2 (en)
EP (1) EP2881536B1 (en)
AU (1) AU2014271275B2 (en)
CA (1) CA2873153C (en)
NO (1) NO3044084T3 (en)
RU (1) RU2611083C2 (en)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9909384B2 (en) * 2011-03-02 2018-03-06 Team Oil Tools, Lp Multi-actuating plugging device
CN105003227B (en) * 2015-08-03 2018-05-25 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 The detachable hydraulic sliding sleeve of oil/gas well
CA3010364A1 (en) 2016-02-03 2017-08-10 Tartan Completion Systems Inc. Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same
US10487622B2 (en) 2017-04-27 2019-11-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Lock ring hold open device for frac sleeve
RU181716U1 (en) * 2017-12-27 2018-07-26 Акционерное общество "ОКБ Зенит" АО "ОКБ Зенит" Folt hydraulic clutch with soluble seat
RU2739882C1 (en) * 2019-11-26 2020-12-29 Симойл Пте. Лтд. Multi-stage hydraulic fracturing coupling
RU2740460C1 (en) * 2020-06-26 2021-01-14 Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof
RU2741884C1 (en) * 2020-11-03 2021-01-29 Общество с ограниченной ответственностью «УралНИПИнефть» Soluble valve for the multi-stage hydraulic formation fracturing

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1694861A1 (en) * 1989-03-27 1991-11-30 Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности Sleeve for stepped grouting of casing string
US5456317A (en) * 1989-08-31 1995-10-10 Union Oil Co Buoyancy assisted running of perforated tubulars
RU2047734C1 (en) * 1992-12-29 1995-11-10 Научно-производственный кооператив "Техноимпульс" Coupling for stepwise cementation of casing strings
US7063152B2 (en) * 2003-10-01 2006-06-20 Baker Hughes Incorporated Model HCCV hydrostatic closed circulation valve
US7387165B2 (en) * 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
RU47958U1 (en) * 2005-04-01 2005-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Coupling stage cementing coupling
US7870907B2 (en) * 2007-03-08 2011-01-18 Weatherford/Lamb, Inc. Debris protection for sliding sleeve
US7703510B2 (en) * 2007-08-27 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Interventionless multi-position frac tool
US8522936B2 (en) * 2008-04-23 2013-09-03 Weatherford/Lamb, Inc. Shock absorber for sliding sleeve in well
US20090308588A1 (en) * 2008-06-16 2009-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones
US8245788B2 (en) * 2009-11-06 2012-08-21 Weatherford/Lamb, Inc. Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use
GB2478995A (en) 2010-03-26 2011-09-28 Colin Smith Sequential tool activation
GB2478998B (en) * 2010-03-26 2015-11-18 Petrowell Ltd Mechanical counter
EP2484862B1 (en) 2011-02-07 2018-04-11 Weatherford Technology Holdings, LLC Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
US8403068B2 (en) 2010-04-02 2013-03-26 Weatherford/Lamb, Inc. Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
EP2402554A1 (en) * 2010-06-30 2012-01-04 Welltec A/S Fracturing system
US9297241B2 (en) 2012-07-24 2016-03-29 Tartun Completion Systems Inc. Tool and method for fracturing a wellbore
FR2996247B1 (en) * 2012-10-03 2015-03-13 Saltel Ind HYDRAULIC FRACTURING METHOD AND CORRESPONDING EQUIPMENT
CA2935508C (en) * 2014-04-02 2020-06-09 W. Lynn Frazier Downhole plug having dissolvable metallic and dissolvable acid polymer elements

Also Published As

Publication number Publication date
AU2014271275A1 (en) 2015-06-18
EP2881536A2 (en) 2015-06-10
RU2611083C2 (en) 2017-02-21
CA2873153A1 (en) 2015-06-04
EP2881536B1 (en) 2018-01-31
US9885224B2 (en) 2018-02-06
EP2881536A3 (en) 2016-04-20
CA2873153C (en) 2018-09-04
NO3044084T3 (en) 2018-04-14
AU2014271275B2 (en) 2016-10-27
US20150152709A1 (en) 2015-06-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
MX2017006362A (en) Downhole tools comprising aqueous-degradable sealing elements of thermoplastic rubber.
MX2017010928A (en) Plug member and liquid containing body unit.
WO2014113280A3 (en) Bidirectional downhole isolation valve
MX356645B (en) Pressure relief-assisted packer.
AR087111A1 (en) DEVICE ACTIVATED IN REMOTE FORM AND METHODS FOR INSTALLING IN THE FUND OF A WELL
MX2013003775A (en) Remotely controlled apparatus for downhole applications, components for such apparatus, remote status indication devices for such apparatus, and related methods.
WO2011049678A3 (en) Dissolvable material application in perforating
BR112015023912A2 (en) transfer device valve
WO2013152195A3 (en) Wellsite connector with floating seal member and method of using same
MX365968B (en) Multifunction faucet spray head.
MX2015009886A (en) System and method for decreasing tire pressure.
WO2012021555A3 (en) Fill up tool
BR112017016421A2 (en) valve, pipe, junction and pipe system
MX343018B (en) Downhole plug drop tool.
MX2010003338A (en) Retractable lifeline assembly.
BRPI0803516A2 (en) fluid filter with localized flow fitting
SG195600A1 (en) Subsea control module with removable section
WO2011041550A3 (en) Subsea control system with interchangeable mandrel
WO2014144113A3 (en) Fluid end with protected flow passages
WO2007115051A3 (en) Pressure communication assembly external to casing with connectivity to pressure source
MX2014005336A (en) Subsurface release cementing plug.
EA200602040A1 (en) Improved packer
WO2008134246A3 (en) Modular regulator platform
WO2015015178A3 (en) A Valve which Depressurises, and a Valve System
GB2483014A (en) Improved subsea cementing plug system with plug launching tool

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191204